RU2700077C1 - Method of oil cleaning from hydrogen sulphide and installation for implementation thereof - Google Patents

Method of oil cleaning from hydrogen sulphide and installation for implementation thereof Download PDF

Info

Publication number
RU2700077C1
RU2700077C1 RU2018120031A RU2018120031A RU2700077C1 RU 2700077 C1 RU2700077 C1 RU 2700077C1 RU 2018120031 A RU2018120031 A RU 2018120031A RU 2018120031 A RU2018120031 A RU 2018120031A RU 2700077 C1 RU2700077 C1 RU 2700077C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
oil
hydrogen sulfide
desorption column
hydrogen sulphide
Prior art date
Application number
RU2018120031A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильдар Нургаязович Саттаров
Рамиль Минсалихович Фазлыев
Ирек Вагизович Назмутдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2018120031A priority Critical patent/RU2700077C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2700077C1 publication Critical patent/RU2700077C1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/20—Treatment of water, waste water, or sewage by degassing, i.e. liberation of dissolved gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/007—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: group of inventions can be used in oil and gas industry for field preparation of hydrogen sulphide-containing oil for cleaning oil from hydrogen sulphide and light methyl-, ethylmercaptans. To implement the method, multi-stage separation is performed, simultaneous supply of dehydrated and desalted oil to the upper part of the desorption column and the gas which does not contain hydrogen sulphide to the lower part of the desorption column, cleaning oil from hydrogen sulphide with gas in a desorption column, removing the gas saturated with hydrogen sulphide from the upper part of the desorption column to the cooler, cooling the gas, and directing the consumer to the gas collection system. Purification of oil from hydrogen sulphide with gas in a desorption column is carried out at pressure of 0.0005 MPa to 0.02 MPa and oil temperature of 20–70 °C. After the coolant, the gas is collected by a device for removing hydrogen sulphide-containing gas, which is made in the form of a light fractions trapping unit, connected to a cooler and a receiving pipeline of a system for collecting and/or recycling gas. Plant for treatment of hydrogen sulphide-containing oil includes desorption column (11) equipped with supply (12, 13) and discharge (14) gas pipelines and oil pipelines, unit of cooler of hydrogen sulphide-containing gas (15) at discharge gas line (14). On offtake gas line (14) downstream of cooler of hydrogen sulphide-containing gas (15) connected to upper part of desorption column, device for extracting hydrogen sulphide-containing gas (16) is made, which is made in the form of a light fractions trapping unit, which is interconnected with a receiving pipeline of a system for collection and/or utilization of gas.
EFFECT: inventions provide higher efficiency of oil preparation and treatment and its quality due to stabilization of blowing processes with minimum material costs.
2 cl, 1 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к установкам очистки нефти от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований в соответствии ГОСТ Р 51858-2002 и может быть использовано для промысловой подготовки сероводородсодержащей нефти.The present invention relates to the oil and gas industry, in particular to installations for cleaning oil from hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans to the level of modern requirements in accordance with GOST R 51858-2002 and can be used for field preparation of hydrogen sulfide-containing oil.

Известна установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов (патент RU №2313563, МПК C10G 27/06, B01D 19/00, опубл. 27.12.2007), включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, содержащий узел приема и хранения реагента-нейтрализатора, насос-дозатор, напорный трубопровод которого соединен с трубопроводом сернистой нефти, смесительное устройство, установленное на трубопроводе нефти после точки ввода реагента-нейтрализатора, и буферную емкость. Установка снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного газа и дополнительно содержит колонну отдувки газом, установленную на входе установки, нефтегазовый сепаратор, установленный после колонны отдувки, и трубчатый реактор, выполненный в виде трубопровода расчетной длины от смесительного устройства до буферной емкости, при этом верхний боковой штуцер колонны соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, нижний боковой штуцер ее соединен с подводящим трубопроводом углеводородного газа, куб ее соединен трубопроводом с нефтегазовым сепаратором, верх колонны и нефтегазового сепаратора сообщены с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой, а нижняя (кубовая) часть нефтегазового сепаратора соединена трубопроводом со смесительным устройством.A known installation for the purification of oil from hydrogen sulfide and mercaptans (patent RU No. 2313563, IPC C10G 27/06, B01D 19/00, publ. 12/27/2007), including a supply line for sulfur dioxide, a block for the neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans, containing a receiving and storage unit a neutralizing agent, a metering pump, the pressure pipe of which is connected to the sulphurous oil pipeline, a mixing device installed on the oil pipeline after the input point of the neutralizing agent, and a buffer tank. The installation is equipped with a supply line of low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon gas and further comprises a gas stripping column installed at the inlet of the installation, an oil and gas separator installed after the stripping column, and a tubular reactor made in the form of a pipe of the calculated length from the mixing device to the buffer tank, with the upper side the nozzle of the column is connected to the supply line of sulphurous oil, its lower side fitting is connected to the supply line of hydrocarbon gas , its cube is connected by a pipeline to the oil and gas separator, the top of the column and the oil and gas separator are connected to the system for collecting and utilizing oil gases and / or the flare system, and the lower (still) part of the oil and gas separator is connected by a pipeline to the mixing device.

Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти (патент RU №2283856, МПК C10G 19/02, C10G 29/06, опубл. 20.09.2006), включающий ее многоступенчатую сепарацию, отдувку углеводородным газом до достижения не более 90%-ной степени удаления содержащегося в нефти сероводорода и последующую нейтрализацию остаточных количеств сероводорода введением в нефть при перемешивании химического реагента-нейтрализатора. В качестве последнего в нефть вводят водно-щелочной раствор нитрита натрия или водный раствор сульфита и бисульфита (гидросульфита) натрия.A known method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil (patent RU No. 2283856, IPC C10G 19/02, C10G 29/06, publ. 09/20/2006), including its multi-stage separation, stripping with hydrocarbon gas to achieve no more than 90% degree of removal contained in the oil hydrogen sulfide and the subsequent neutralization of the residual amounts of hydrogen sulfide by introducing into the oil with stirring a chemical reagent-neutralizer. As the latter, an aqueous-alkaline solution of sodium nitrite or an aqueous solution of sodium sulfite and sodium bisulfite (hydrosulfite) is introduced into the oil.

Недостатками указанных установки и способа являются то, что для проведения процесса отдувки высокосернистой нефти с целью снижения в ней массовой доли сероводорода ниже 20-100 млн-1 требуется подача в нефть большого количества углеводородного газа (от 5 м3/м3 нефти и выше), не содержащего сероводорода, в результате чего значительно снижается выход товарной нефти из-за перехода большого количества ценных углеводородов С4+В в газ отдувки. При этом в случае недостаточной очистки нефти от сероводорода прибегают к химическому способу очистки, заключающемуся в том, что добавляют нейтрализаторы, которые могут иметь различный состав. Что приводит к значительным материальным затратам на очистку высокосернистой нефти из-за высокого расхода дорогостоящего реагента на нейтрализацию содержащегося сероводорода, т.к. расход нейтрализующих реагентов составляет около 300 л/ч или более 2,6 тыс.м3/год. Кроме того, эксплуатация данной установки и способа приводит к загрязнению очищенной товарной нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода реагентом и увеличению содержания в ней воды (за счет образования реакционной воды и воды, поступающей в составе применяемого реагента-нейтрализатора).The disadvantages of said method and installation are that the process for stripping sour crude oil in order to reduce its mass fraction of hydrogen sulphide below 20-100 mn -1 is required in the oil supply a large amount of hydrocarbon gas (from 5 m 3 / m 3 oil and above) , not containing hydrogen sulfide, resulting in a significantly reduced yield of salable oil due to the transfer of a large amount of valuable C 4 + B hydrocarbons into the blow-off gas. Moreover, in the case of insufficient purification of oil from hydrogen sulfide, they resort to a chemical purification method, which consists in the addition of neutralizers, which may have a different composition. This leads to significant material costs for the purification of sour oil due to the high consumption of an expensive reagent to neutralize the contained hydrogen sulfide, because the consumption of neutralizing reagents is about 300 l / h or more than 2.6 thousand m 3 / year. In addition, the operation of this installation and method leads to contamination of the purified crude oil with undesirable products of neutralizing hydrogen sulfide with a reagent and an increase in its water content (due to the formation of reaction water and water entering the composition of the used reagent-neutralizer).

Наиболее близкой к заявленному техническому решению является установка подготовки сероводородсодержащей нефти (патент РФ №2412740, МПК B01D 19/00, C10G 29/00, опубл. 27.02.2011), включающая десорбционную колонну, оснащенную подводящими и отводящими газопроводами и нефтепроводами, блок охладителя сероводородсодержащего газа, расположенного на отводящем газопроводе. Установка также включает нефтепровод, ступени сепарации, установку обезвоживания и обессоливания нефти, состоящую из ступени предварительного обезвоживания нефти с резервуарами-отстойниками, сырьевых насосов, нагревателя нефти, отстойников ступени глубокого обезвоживания и отстойников ступени обессоливания нефти с трубопроводом сброса отстоявшейся в них воды и трубопроводом пресной промывочной воды, соединенным с участком нефтепровода перед отстойниками обессоливания, установку очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, содержащую блок отдувки сероводорода, состоящий из десорбционной колонны с подводящими и отводящими газопроводами и нефтепроводами, расходомера газа, установленного на подводящем газопроводе перед колонной, и сепаратора с выкидным нефтепроводом, блок химической нейтрализации сероводорода и меркаптанов, состоящий из узла приема и хранения реагента, насосов-дозаторов с напорным трубопроводом и установленным на нем гасителем пульсаций давления, смесительное устройство, соединенное с напорным трубопроводом насосов-дозаторов, резервуары товарной нефти. Выкидной нефтепровод сепаратора снабжен расходомером нефти и завихрителем потока, который охвачен байпасной линией со смесительным устройством, причем напорный трубопровод узла приема и хранения реагента, сообщенный с входом смесительного устройства, снабжен игольчатым вентилем, а насосы-дозаторы снабжены частотным регулятором, функционально связанным с расходомером нефти, при этом напорный трубопровод узла приема и хранения реагента между входом смесительного устройства и игольчатым вентилем выполнен с возможностью сообщения со входом установки обезвоживания и обессоливания нефти перед сырьевыми насосами при остановке блока отдувки, подводящий нефтепровод десорбционной колонны снабжен дополнительным расходомером нефти, а подводящий газопровод - регулирующим клапаном, функционально связанным с дополнительным расходомером нефти.Closest to the claimed technical solution is the installation for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil (RF patent No. 2412740, IPC B01D 19/00, C10G 29/00, publ. 02/27/2011), including a desorption column equipped with inlet and outlet gas pipelines and oil pipelines, a hydrogen sulfide-containing cooler block gas located in the outlet gas pipeline. The installation also includes an oil pipeline, separation stages, an oil dehydration and desalination unit, consisting of a preliminary oil dehydration stage with sedimentation tanks, feed pumps, an oil heater, deep dewatering sediment tanks and oil desalination stage sediment tanks with a discharge pipe for settled water and an fresh water pipeline washing water connected to the section of the pipeline in front of the desalination sumps, a unit for cleaning oil from hydrogen sulfide and light mercaptans, containing a block of hydrogen sulfide stripping, consisting of a desorption column with inlet and outlet gas pipelines and oil pipelines, a gas flow meter installed on the inlet gas pipeline in front of the column, and a separator with a discharge oil pipeline, a unit for chemical neutralization of hydrogen sulfide and mercaptans, consisting of a unit for receiving and storing reagent, pumps dispensers with a pressure pipe and a pressure pulsation dampener installed on it, a mixing device connected to the pressure pipe of the metering pumps, reservoir commodity oil. The flow line of the separator is equipped with an oil flow meter and a flow swirl, which is surrounded by a bypass line with a mixing device, the pressure line of the reagent receiving and storage unit in communication with the input of the mixing device is equipped with a needle valve, and the metering pumps are equipped with a frequency regulator functionally connected to the oil flow meter while the pressure line of the node receiving and storing the reagent between the input of the mixing device and the needle valve is made with the possibility of communication with installation progress dehydration and desalting prior raw pump when stopping the stripping unit, stripping column feed pipeline provided with an additional flow meter oil supply pipeline and - a control valve operably associated with the additional flow meter of oil.

На данной установке осуществляют способ очистки нефти от сероводорода, включающий многоступенчатую сепарацию, одновременную подачу обезвоженной и обессоленной нефти в верхнюю часть десорбционной колонны по подводящему нефтепроводу и газа, не содержащего сероводород или газа сепарации с низкой концентрацией сероводорода, в нижнюю часть десорбционной колонны по подводящему газопроводу, очистку нефти от сероводорода газом в десорбционной колонне, отвод насыщенного сероводородом газа с верхней части десорбционной колонны но отводящему газопроводу в охладитель, охлаждение газа, направление потребителю в систему газосбора. При охлаждении часть тяжелых фракций из газовой фазы конденсируется и отводится в предназначенную для сбора конденсата емкость. Нефть, очищенная от основной массы сероводорода и содержащая легкие меркаптаны, после десорбционной колонны по отводящему нефтепроводу поступает в сепаратор и затем нефть из сепаратора по выкидному нефтепроводу через смесительное устройство поступает в резервуары товарной нефти, в случае необходимости в нефть из емкостей узла приема и хранения реагентов с помощью насосов-дозаторов на прием смесительного устройства подается заданное количество реагента-нейтрализатора.At this installation, a method for purifying oil from hydrogen sulfide is carried out, including multi-stage separation, simultaneous supply of dehydrated and desalted oil to the upper part of the desorption column through the inlet oil pipeline and gas not containing hydrogen sulfide or separation gas with a low concentration of hydrogen sulfide, to the lower part of the desorption column through the inlet gas pipeline , purification of oil from hydrogen sulfide by gas in a desorption column, removal of gas saturated with hydrogen sulfide from the upper part of the desorption column but discharge near the gas pipeline to the cooler, gas cooling, the direction to the consumer in the gas collection system. During cooling, part of the heavy fractions from the gas phase condenses and is discharged to a container designed to collect condensate. The oil, purified from the bulk of the hydrogen sulfide and containing light mercaptans, after the desorption column through the discharge oil pipeline enters the separator and then the oil from the separator through the flow oil pipeline through the mixing device enters the reservoirs of crude oil, if necessary, oil from the tanks of the reactant receiving and storage unit with the help of metering pumps, a predetermined amount of neutralizing agent is supplied to the reception of the mixing device.

Указанная установка и способ позволяют снизить массовую долю сероводорода и метил- и этилмеркаптанов до 20-100 млн-1 и ниже 40-100 млн-1 соответственно, т.е. до норм, соответствующих требованиям ГОСТ Р 51858-2002, за счет сочетания физического воздействия на нефть путем отдувки сероводорода газом и химической нейтрализации остаточного содержания сероводорода и меркаптанов при введении в нефть реагентов-нейтрализаторов. Очистку нефти от сероводорода газом осуществляют при давлении, равном 0,012-0,07 МПа, и температуре нефти 20-70°С, при которых осуществляется удаление из нефти основного количества сероводорода в количестве не менее 80% от исходного его содержания в нефти. Отвод газа происходит под собственным давлением. В описании расписаны пределы давлений в процессе отдувки. На практике не редко давление в колонне выскакивает за эти пределы и соответственно происходит ухудшение качества нефти на выходы, что приводит к необходимости либо увеличения газа отдувки, либо уменьшения количества нефти, подаваемой в колонну (в нынешних условиях не реально).This apparatus and method can reduce the mass fraction of hydrogen sulfide and methylmercaptan and ethylmercaptan to 20-100 mn -1 and below the 40-100 mn -1, respectively; to standards that meet the requirements of GOST R 51858-2002, by combining the physical effects of oil by blowing off hydrogen sulfide with gas and chemical neutralization of the residual content of hydrogen sulfide and mercaptans when reactant neutralizers are introduced into the oil. Purification of oil from hydrogen sulfide by gas is carried out at a pressure equal to 0.012-0.07 MPa and an oil temperature of 20-70 ° C, at which the main amount of hydrogen sulfide is removed from oil in an amount of at least 80% of its initial content in oil. The gas is removed under its own pressure. The description describes the pressure limits during the blowing process. In practice, it is not uncommon for the pressure in the column to jump out of these limits and, accordingly, the quality of the oil at the exits deteriorates, which leads to the need to either increase the blow-off gas or reduce the amount of oil supplied to the column (in the present conditions it is not realistic).

Недостатками указанной установки и способа являются значительный унос отдувочного углеводородного газа (растворенного и свободного) с очищенной нефтью в процессе проведения отдувки при повышенном давлении в пределах от 0,05 МПа до 0,07 МПа, что позволяет получить товарную нефть, соответствующую требованиям ГОСТ Р 51858 и недостаточно высокий выход товарной нефти из-за потерь ценных углеводородов С4+выше с отходящим с отдувочным углеводородным газом, особенно при проведении процесса отдувки при повышенных температурах (45-65°С и выше). Также увеличение объемов подачи отдувочного углеводородного газа с целью получения товарной нефти, соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858 приводит к увеличению объемов конденсата, образующегося в отводящем газопроводе, что в свою очередь приводит к увеличению давления в системе сбора газа в целом на всей установке, при этом, увеличение давления выше пределов от 0,05 МПа до 0,07 МПа, приводит к ухудшению качественных характеристик товарной нефти в части содержания сероводорода по ГОСТ Р 51858.The disadvantages of this installation and method are the significant entrainment of stripping hydrocarbon gas (dissolved and free) with refined oil during the process of stripping at elevated pressure in the range from 0.05 MPa to 0.07 MPa, which makes it possible to obtain marketable oil that meets the requirements of GOST R 51858 and insufficiently high yield of salable oil due to the loss of valuable hydrocarbons With 4 + above with the off-gas hydrocarbon gas, especially when carrying out the process of blowing at elevated temperatures (45-65 ° C and above). Also, an increase in the supply volume of stripping hydrocarbon gas in order to obtain marketable oil that meets the requirements of GOST R 51858 leads to an increase in the volume of condensate generated in the exhaust gas pipeline, which in turn leads to an increase in pressure in the gas collection system as a whole throughout the installation, an increase in pressure above the limits from 0.05 MPa to 0.07 MPa leads to a deterioration in the quality characteristics of commercial oil in terms of hydrogen sulfide content according to GOST R 51858.

Техническими задачами предполагаемого изобретения являются повышение эффективности подготовки и очистки нефти за счет стабилизации процессов отдувки, повышения качества товарной нефти, снижения уноса отдувочного углеводородного газа (растворенного и свободного) с очищенной нефтью, стабилизации давления в системе сбора газа, а также снижение материальных затратах.The technical objectives of the proposed invention are to increase the efficiency of oil preparation and refining by stabilizing the processes of blowing, improving the quality of marketable oil, reducing the entrainment of stripping hydrocarbon gas (dissolved and free) with refined oil, stabilizing the pressure in the gas collection system, and also reducing material costs.

Поставленные технические задачи решаются способом очистки нефти от сероводорода, включающим многоступенчатую сепарацию, одновременную подачу обезвоженной и обессоленной нефти в верхнюю часть десорбционной колонны по подводящему нефтепроводу и газа, не содержащего сероводород, или газа сепарации с низкой концентрацией сероводорода, в нижнюю часть десорбционной колонны по подводящему газопроводу, очистку нефти от сероводорода газом в десорбционной колонне, отвод насыщенного сероводородом газа с верхней части десорбционной колонны по отводящему газопроводу в охладитель, охлаждение газа, направление потребителю в систему газосбора.The stated technical problems are solved by a method for purifying oil from hydrogen sulfide, including multi-stage separation, simultaneous supply of dehydrated and desalted oil to the upper part of the desorption column through the supply pipeline and gas not containing hydrogen sulfide, or to the separation gas with a low concentration of hydrogen sulfide, to the lower part of the desorption column through the supply gas pipeline, purification of oil from hydrogen sulfide by gas in a desorption column, removal of gas saturated with hydrogen sulfide from the upper part of the desorption column about the outlet gas pipeline to the cooler, gas cooling, the direction to the consumer in the gas collection system.

Новым является то, что очистку нефти от сероводорода газом в десорбционной колонне осуществляют при давлении от 0,0005 МПа до 0,02 МПа и температуре нефти 20-70°С, газ после охладителя отбирают устройством отбора сероводородсодержащего газа, выполненным в виде установки улавливания легких фракций, соединенным с охладителем и приемным трубопроводом системы сбора и/или утилизации газа.What is new is that oil is removed from hydrogen sulfide by gas in a desorption column at a pressure of 0.0005 MPa to 0.02 MPa and an oil temperature of 20-70 ° C, the gas after the cooler is taken off by a hydrogen sulfide-containing gas extraction device made in the form of a light trapping unit fractions connected to the cooler and the receiving pipe of the gas collection and / or utilization system.

Поставленные технические задачи решаются установкой подготовки сероводородсодержащей нефти, включающей десорбционную колонну, оснащенную подводящими и отводящими газопроводами и нефтепроводами, блок охладителя сероводородсодержащего газа, расположенного на отводящем газопроводе.The stated technical problems are solved by a hydrogen sulfide-containing oil preparation unit, including a desorption column equipped with inlet and outlet gas pipelines and oil pipelines, a hydrogen sulfide-containing gas cooler block located on the outlet gas pipeline.

Новым является то, что на отводящем газопроводе после охладителя сероводородсодержащего газа, соединенного с верхней частью десорбционной колонны, расположено устройство отбора сероводородсодержащего газа, выполненное в виде установки улавливания легких фракций, сообщенное с приемным трубопроводом системы сбора и/или утилизации газа.What is new is that on the exhaust gas pipe after the hydrogen sulfide-containing gas cooler connected to the upper part of the desorption column, a hydrogen sulfide-containing gas extraction device is arranged in the form of a light fraction capture unit, in communication with the receiving pipe of the gas collection and / or utilization system.

На фиг. 1 представлена принципиальная схема установки подготовки сероводородсодержащей нефти.In FIG. 1 is a schematic diagram of a hydrogen sulfide-containing oil treatment facility.

Заявленный способ реализуется, например в составе установки содержащей нефтепровод 1, функционально участками соединяющий все технологические элементы установки, ступени сепарации 2 с газопроводом 3, резервуары-отстойники 4 ступени предварительного обезвоживания нефти, сырьевые насосы 5, нагреватель 6, отстойники 7 ступени глубокого обезвоживания нефти и отстойники 8 ступени обессоливания нефти с трубопроводом 9 сброса отстоявшейся в них воды, трубопровод 10 пресной промывочной воды, десорбционную колонну 11 с подводящим нефтепроводом 12, подводящим газопроводом 13, отводящим газопроводом 14, на котором расположен блок охладителя сероводородсодержащего газа 15, соединенный с верхней частью десорбционной колонны и устройством отбора сероводородсодержащего газа 16, выполненного в виде установки улавливания легких фракций, сообщенного с приемным трубопроводом системы сбора и/или утилизации газа, с отводящим нефтепроводом 17, сепаратор 18 с выкидным нефтепроводом 19, на котором установлено смесительное устройство 20, емкости 21 узла приема и хранения реагентов, насосы-дозаторы 22, снабженные частотным регулятором, напорный трубопровод 23, соединенный с приемом смесительного устройства 20, трубопровод 24, соединяющий напорный трубопровод 23 насосов-дозаторов 22 с входом установки обезвоживания и обессоливания нефти перед сырьевыми насосами 5, резервуары товарной нефти 25.The claimed method is implemented, for example, as part of an installation containing an oil pipeline 1 that connects all the technological elements of the installation, separation stages 2 with a gas pipeline 3, settling tanks 4, oil pre-dehydration stages, raw materials pumps 5, a heater 6, sedimentation tanks 7 of a deep oil dehydration stage sedimentation tanks of the 8th stage of oil desalination with a pipeline 9 for discharging settled water in them, a pipeline 10 for fresh washing water, a desorption column 11 with an oil supply pipe 12, the lead gas line 13, the exhaust gas line 14, on which the hydrogen sulfide gas cooler block 15 is connected, connected to the upper part of the desorption column and the hydrogen sulfide gas extraction device 16, made in the form of a light fraction recovery unit, in communication with the receiving pipe of the gas collection and / or utilization system, with a discharge oil pipe 17, a separator 18 with a discharge oil pipe 19, on which a mixing device 20 is installed, tanks 21 of the unit for receiving and storing reagents, metering pumps 22, sn abgezhny frequency regulator, the pressure pipe 23 connected to the reception of the mixing device 20, the pipe 24 connecting the pressure pipe 23 of the metering pumps 22 with the input of the installation of dehydration and desalination of oil in front of the raw material pumps 5, reservoirs of salable oil 25.

Способ очистки нефти от сероводорода реализуется посредством установки подготовки сероводородсодержащей нефти. Сырую сероводородсодержащую нефть с массовой долей сероводорода 500-700 млн-1 по нефтепроводу 1 подают в сепараторы первой и второй 2 ступеней сепарации, откуда газ по газопроводу 3 поступает потребителю на установку сероочистки или в систему газосбора. Нефть после ступеней сепарации 2 подают в резервуар 4 ступени предварительного обезвоживания нефти, откуда сырьевыми насосами 5 через нагреватель 6 направляют последовательно в отстойники 7 ступени глубокого обезвоживания нефти и отстойники 8 обессоливания нефти, из которых отстоявшуюся воду сбрасывают по трубопроводу 9 в резервуар 4 ступени предварительного обезвоживания нефти. Перед отстойниками 8 обессоливания нефти по трубопроводу 10 вводят пресную промывочную воду. Обезвоженную и обессоленную нефть после отстойников 8 подают в верхнюю часть десорбционной колонны 11 по подводящему нефтепроводу 12. Одновременно в нижнюю часть десорбционной колонны 11 по подводящему газопроводу 13 подают газ, не содержащий сероводорода, или газ сепарации с низкой концентрацией сероводорода. В десорбционной колонне 11 очистку нефти от сероводорода газом осуществляют при давлении от 0,0005 МПа до 0,02 МПа, и температуре нефти 20-70°С, при которых осуществляется удаление из нефти основного количества сероводорода в количестве не менее 80% от исходного его содержания в нефти. Насыщенный сероводородом газ с верхней части десорбционной колонны 11 по отводящему газопроводу 14 поступает в блок охладителя сероводородсодержащего газа 15, соединенного с верхней частью десорбционной колонны где газ охлаждается. Часть тяжелых фракций из газовой фазы конденсируется и отводится в предназначенную для сбора конденсата емкость, а газ принудительно отбирается устройством отбора сероводородсодержащего газа 16, выполненного в виде установки улавливания легких фракций (УУЛФ), и направляется потребителю в систему газосбора и/или утилизации газа. При достижении давления перед УУЛФ 0,002 МПа автоматически включается компрессор УУЛФ, который откачивает легкие фракции по выкидному трубопроводу в систему утилизации, принятую в проекте. Если давление в системе продолжает возрастать - компрессор в автоматическом режиме переходит на откачку при повышенных оборотах, увеличивая производительность. Если давление в системе снижается - компрессор переходит на откачку на пониженных оборотах, снижая производительность. При снижении давления на приеме до минимальной запрограммированной величины (0,0005 МПа) компрессор останавливается.The method of purification of oil from hydrogen sulfide is implemented through the installation of the preparation of hydrogen sulfide-containing oil. Crude hydrogen sulfide-containing oil with a mass fraction of hydrogen sulfide of 500-700 ppm -1 is supplied through the pipeline 1 to the separators of the first and second 2 stages of separation, from where gas is supplied to the consumer through a gas pipeline 3 to a desulfurization unit or to a gas collection system. After the separation stages 2, oil is fed to the tank 4 of the oil pre-dehydration stage, from where the feed pumps 5 are directed sequentially through the heater 6 to the sedimentation tanks 7 of the deep oil dehydration stage and oil desalination tanks 8, from which the settled water is discharged through the pipe 9 to the tank 4 of the preliminary dehydration stage oil. Before clarification tanks 8 for desalting the oil, fresh flushing water is introduced through line 10. After sedimentation tanks 8, dehydrated and desalted oil is supplied to the upper part of the desorption column 11 via an inlet oil line 12. At the same time, gas containing no hydrogen sulfide or separation gas with a low concentration of hydrogen sulfide is supplied to the lower part of the desorption column 11. In the desorption column 11, the gas is purified from gas from hydrogen sulfide at a pressure of 0.0005 MPa to 0.02 MPa, and an oil temperature of 20-70 ° C, at which the bulk of the hydrogen sulfide is removed from the oil in an amount of at least 80% of its initial oil content. The gas saturated with hydrogen sulfide from the upper part of the desorption column 11 through the discharge gas line 14 enters the cooler block of hydrogen sulfide gas 15 connected to the upper part of the desorption column where the gas is cooled. Part of the heavy fractions from the gas phase is condensed and discharged to a container intended for condensate collection, and gas is forcibly taken by a hydrogen sulfide-containing gas sampling device 16, made in the form of a light fraction capture unit (SFM), and sent to the consumer in a gas collection and / or gas recovery system. When the pressure in front of the SFM of 0.002 MPa is reached, the FMF compressor is automatically switched on, which pumps light fractions through the flow line into the disposal system adopted in the project. If the pressure in the system continues to increase, the compressor automatically switches to pumping at higher speeds, increasing productivity. If the pressure in the system decreases, the compressor switches to pumping at lower speeds, reducing performance. When the receiving pressure drops to the minimum programmed value (0.0005 MPa), the compressor stops.

Нефть, очищенная от основной массы сероводорода и содержащая легкие меркаптаны, после колонны 11 самотеком по отводящему нефтепроводу 17 поступает в сепаратор 18, из которого отделившийся газ направляется в охладитель 15 совместно с потоком газа из колонны 11 или по автономному газопроводу - в систему газосбора, например, на компрессорную станцию. Нефть из сепаратора 18 по выкидному нефтепроводу 19 через смесительное устройство 20, в качестве которого используют преимущественно вихревой или центробежный насос небольшой производительности, поступает в резервуары товарной нефти 25. Из емкостей 21 узла приема и хранения реагентов с помощью насосов-дозаторов 22 на прием смесительного устройства 20 подают заданное количество реагента-нейтрализатора.The oil, purified from the bulk of the hydrogen sulfide and containing light mercaptans, after the column 11 by gravity flows through the discharge pipe 17 to the separator 18, from which the separated gas is sent to the cooler 15 together with the gas stream from the column 11 or through an autonomous gas pipeline to the gas collection system, for example to the compressor station. Oil from the separator 18 through the flow oil line 19 through the mixing device 20, which is used mainly as a vortex or centrifugal pump of small capacity, enters the reservoirs of crude oil 25. From the tanks 21 of the receiving and storing reagents with the help of metering pumps 22 to the reception of the mixing device 20 serves a predetermined amount of neutralizing agent.

Устройство, обеспечивающее отбор сероводородсодержащего газа, установленное после блока охладителя сероводородсодержащего газа, соединенного с верхней частью десорбционной колонны и приемным трубопроводом системы сбора и/или утилизации газа, обеспечивает стабильный и постоянный его отбор, что в свою очередь позволяет получить существенную экономию углеводородного газа, подаваемого в десорбционную колонну для отдувки сероводорода из товарной нефти, за счет использования заявленного технического решения, т.к. заявленное техническое решение по сравнению с прототипом позволяет экономить до 2-х м3 газа на 1 м3 нефти, против показателей прототипа, у которого расход углеводородного газа составляет до 5 м3 на 1 м3 очищаемой нефти.A device that provides the selection of hydrogen sulfide-containing gas, installed after the cooler block of hydrogen sulfide-containing gas connected to the upper part of the desorption column and the receiving pipe of the gas collection and / or disposal system, provides its stable and constant selection, which in turn allows significant savings in hydrocarbon gas supplied into the desorption column for stripping hydrogen sulfide from marketable oil, through the use of the claimed technical solution, because the claimed technical solution compared with the prototype allows you to save up to 2 m 3 gas per 1 m 3 oil, against the performance of the prototype, in which the flow of hydrocarbon gas is up to 5 m 3 per 1 m 3 of oil being purified.

Устройство отбора сероводородсодержащего газа, выполненного в виде установки улавливания легких фракций, установленного после охладителя сероводородсодержащего отдувочного газа, позволяет за счет снижения давления до 0,02 МПа в десорбционной колонне, осуществить отделение (сепарацию) нефти от легких углеводородов C1-C3, растворенных в нефти с использованием меньшего объема углеводородного газа. Снижение объемов углеводородного газа, подаваемого на отдувку позволяет снизить объемы выпадаемого в газопроводах конденсата.The device for the selection of hydrogen sulfide-containing gas, made in the form of an installation for trapping light fractions, installed after the cooler of hydrogen sulfide-containing stripping gas, allows, by reducing the pressure to 0.02 MPa in the desorption column, to separate (separate) oil from light hydrocarbons C 1 -C 3 dissolved in oil using less hydrocarbon gas. Reducing the volume of hydrocarbon gas supplied to the blowoff allows you to reduce the amount of condensate deposited in gas pipelines.

Применение способа и устройства на Сулеевской ТХУ. Нефть с массовой долей сероводорода 500-700 млн-1 после отстойника обессоливания и обезвоживания 8 подают в верхнюю часть десорбционной колонны 11 по подводящему нефтепроводу 12. Одновременно в нижнюю часть десорбционной колонны 11 по подводящему газопроводу 13 подают газ сепарации с низкой концентрацией сероводорода. В десорбционной колонне 11 очистку нефти от сероводорода газом осуществляют при давлении от 0,0005 МПа до 0,02 МПа, и температуре нефти 20-70°С. Насыщенный сероводородом газ с верхней части десорбционной колонны 11 по отводящему газопроводу 14 поступает в блок охладителя сероводородсодержащего газа 15, соединенного с верхней частью десорбционной колонны где газ охлаждается. Часть тяжелых фракций из газовой фазы конденсируется и отводится в предназначенную для сбора конденсата емкость, а газ принудительно отбирается устройством отбора сероводородсодержащего газа 16, выполненного в виде установки улавливания легких фракций, и направляется в систему утилизации газа.Application of the method and device at Suleevskaya TCU. Oil with a mass fraction of hydrogen sulphide 500-700 mn -1 after dehydration and desalting of the settler 8 is fed into the top of stripping column 11 via a supply pipeline 12. Simultaneously, the lower portion of stripping column 11 via a supply pipeline 13 serves separation gas with a low hydrogen sulfide concentration. In the desorption column 11, oil is purified from hydrogen sulfide by gas at a pressure of 0.0005 MPa to 0.02 MPa, and an oil temperature of 20-70 ° C. The gas saturated with hydrogen sulfide from the upper part of the desorption column 11 through the discharge gas line 14 enters the cooler block of hydrogen sulfide gas 15 connected to the upper part of the desorption column where the gas is cooled. Part of the heavy fractions from the gas phase is condensed and discharged to a container intended for condensate collection, and gas is forcibly taken by a hydrogen sulfide-containing gas sampling device 16, made in the form of a light fraction capture unit, and sent to a gas recovery system.

В результате содержание массовой доли сероводорода снизилось на 82% от исходного его содержания в нефти.As a result, the content of the mass fraction of hydrogen sulfide decreased by 82% of its initial content in oil.

В связи со снижением убыли массы нефти с 2,1% до 1,85% увеличился выход товарной нефти на 14 тн/сут.In connection with a decrease in the loss of oil mass from 2.1% to 1.85%, the output of marketable oil increased by 14 tons / day.

Сокращение потерь нефти с отходящим отдувочным газом составил порядка 5110 тн/год.Reduction of oil losses with exhaust stripping gas amounted to about 5110 tons / year.

Таким образом, как видно из вышеизложенного, предлагаемый способ по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:Thus, as can be seen from the foregoing, the proposed method in comparison with the prototype has the following advantages:

- повышается качество товарной нефти за счет поддержания постоянно стабильных параметров работы;- improves the quality of commercial oil by maintaining constantly stable operating parameters;

- обеспечивается снижение давления в десорбционной колонне без ухудшения качества товарной нефти в части содержания сероводорода, согласно требований ГОСТ Р 51858;- provides a decrease in pressure in the desorption column without compromising the quality of the crude oil in terms of hydrogen sulfide content, in accordance with the requirements of GOST R 51858;

- обеспечивается сокращение потерь нефти с отходящим отдувочным газом и, следовательно, повышение выхода очищенной товарной нефти;- provides a reduction in oil losses with off-gas stripping gas and, consequently, an increase in the yield of refined salable oil;

- обеспечивается снижение объемов конденсата, выпадаемого в трубопроводах;- provides a decrease in the volume of condensate deposited in the pipelines;

- снижаются материальные и энергетические затраты, связанные с подготовкой сероводородсодержащей нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002 за счет стабилизации процесса отдувки сероводорода.- reduced material and energy costs associated with the preparation of hydrogen sulfide-containing oil to the requirements of GOST R 51858-2002 due to the stabilization of the process of blowing hydrogen sulfide.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию патентоспособности «новизна», вследствие того, что указанная совокупность заявленных признаков ранее не была известна, из исследованного уровня техники.The claimed technical solution meets the patentability criterion of "novelty", due to the fact that the specified set of claimed features was not previously known from the investigated prior art.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, т.к. по мнению заявителя не является очевидным для специалиста в силу неизвестности совокупности признаков, приведенных в независимых пунктах формулы и не известности полученных технических результатов, которые реализованы с применение указанной совокупности признаков, а именно достигнуто:The claimed technical solution meets the criterion of "inventive step" for inventions, because according to the applicant, it is not obvious to the specialist due to the unknown combination of features given in the independent claims and the unknown technical results obtained, which are implemented using the specified set of features, namely achieved:

- повышение качества товарной нефти за счет поддержания постоянно стабильных параметров работы;- improving the quality of marketable oil by maintaining constantly stable operating parameters;

- обеспечено снижение давления в десорбционной колонне без ухудшения качества товарной нефти в части содержания сероводорода, согласно требований ГОСТ Р 51858;- provided a decrease in pressure in the desorption column without compromising the quality of the crude oil in terms of hydrogen sulfide content, in accordance with the requirements of GOST R 51858;

- обеспечено сокращение потерь нефти с отходящим отдувочным газом и, следовательно, повышение выхода очищенной товарной нефти;- provided a reduction in oil losses with off-gas stripping gas and, consequently, an increase in the yield of refined salable oil;

- обеспечено снижение объемов конденсата, выпадаемого в трубопроводах;- ensured a decrease in the volume of condensate deposited in the pipelines;

обеспечено регулирование процесса отдувки и снижены материальные и энергетические затраты, связанные с подготовкой сероводородсодержащей нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002 за счет стабилизации процесса отдувки сероводорода.the process of blowing was regulated and the material and energy costs associated with the preparation of hydrogen sulfide-containing oil were reduced to the requirements of GOST R 51858-2002 by stabilizing the process of blowing hydrogen sulfide.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, т.к. реализовано и испытано в полевых условиях и показало свою большую эффективность при применению по назначению, а именно обеспечило возможность получения заявленных технических результатов, а именно обеспечило возможность, по сравнению с прототипом получить технический результат в виде повышение эффективности подготовки и очистки нефти и ее качества при минимальных материальных затратах за счет стабилизации процессов отдувки, при этом для реализации заявленного технического решения не потребовалось использовать сложные системы и оборудование, т.к. оно реализовано на стандартном технологическом оборудовании с использованием известных технических средств.The claimed technical solution meets the criterion of "industrial applicability" to the invention, because implemented and tested in the field and showed its great effectiveness in the intended use, namely, it provided the opportunity to obtain the claimed technical results, namely, it provided the opportunity, in comparison with the prototype, to obtain a technical result in the form of an increase in the efficiency of oil preparation and refining and its quality with minimal material costs due to stabilization of the processes of blowing, while for the implementation of the claimed technical solution did not require the use of complex systems and rudovanie because it is implemented on standard technological equipment using well-known technical means.

Claims (2)

1. Способ очистки нефти от сероводорода, включающий многоступенчатую сепарацию, одновременную подачу обезвоженной и обессоленной нефти в верхнюю часть десорбционной колонны по подводящему нефтепроводу и газа, не содержащего сероводород, или газа сепарации с низкой концентрацией сероводорода, в нижнюю часть десорбционной колонны по подводящему газопроводу, очистку нефти от сероводорода газом в десорбционной колонне, отвод насыщенного сероводородом газа с верхней части десорбционной колонны по отводящему газопроводу в охладитель, охлаждение газа, направление потребителю в систему газосбора, отличающийся тем, что очистку нефти от сероводорода газом в десорбционной колонне осуществляют при давлении от 0,0005 МПа до 0,02 МПа и температуре нефти 20-70°С, газ после охладителя отбирают устройством отбора сероводородсодержащего газа, выполненным в виде установки улавливания легких фракций, соединенным с охладителем и приемным трубопроводом системы сбора и/или утилизации газа.1. A method of purifying oil from hydrogen sulfide, including multi-stage separation, the simultaneous supply of dehydrated and desalted oil to the upper part of the desorption column through an inlet oil pipeline and gas not containing hydrogen sulfide, or to a separation gas with a low concentration of hydrogen sulfide, to the lower part of the desorption column through an inlet gas pipeline, purification of oil from hydrogen sulfide by gas in a desorption column, removal of gas saturated with hydrogen sulfide from the upper part of the desorption column through a discharge gas pipeline to a cooler, cooling waiting for gas, sending it to the consumer in the gas collection system, characterized in that the oil is purified from hydrogen sulfide by gas in a desorption column at a pressure of 0.0005 MPa to 0.02 MPa and an oil temperature of 20-70 ° C, the gas after the cooler is taken by a hydrogen sulfide-containing selection device gas, made in the form of an installation for trapping light fractions, connected to a cooler and a receiving pipe of a gas collection and / or disposal system. 2. Установка подготовки сероводородсодержащей нефти, включающая десорбционную колонну, оснащенную подводящими и отводящими газопроводами и нефтепроводами, блок охладителя сероводородсодержащего газа, расположенного на отводящем газопроводе, отличающаяся тем, что на отводящем газопроводе после охладителя сероводородсодержащего газа, соединенного с верхней частью десорбционной колонны, расположено устройство отбора сероводородсодержащего газа, выполненное в виде установки улавливания легких фракций, сообщенное с приемным трубопроводом системы сбора и/или утилизации газа.2. Installation for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including a desorption column equipped with inlet and outlet gas pipelines and oil pipelines, a block of a hydrogen sulfide gas cooler located on the exhaust gas pipeline, characterized in that on the exhaust gas pipe after the hydrogen sulfide gas cooler connected to the upper part of the desorption column selection of hydrogen sulfide-containing gas, made in the form of a light fraction capture unit, in communication with a receiving pipe water systems for collecting and / or utilizing gas.
RU2018120031A 2018-05-30 2018-05-30 Method of oil cleaning from hydrogen sulphide and installation for implementation thereof RU2700077C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018120031A RU2700077C1 (en) 2018-05-30 2018-05-30 Method of oil cleaning from hydrogen sulphide and installation for implementation thereof

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018120031A RU2700077C1 (en) 2018-05-30 2018-05-30 Method of oil cleaning from hydrogen sulphide and installation for implementation thereof

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2700077C1 true RU2700077C1 (en) 2019-09-12

Family

ID=67989979

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018120031A RU2700077C1 (en) 2018-05-30 2018-05-30 Method of oil cleaning from hydrogen sulphide and installation for implementation thereof

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2700077C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2790067C1 (en) * 2022-04-20 2023-02-14 Закрытое акционерное общество "Алойл" Oil preparation method and desorption column for its implementation

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1420248A (en) * 1972-05-12 1976-01-07 Uop Inc Multiple-stage production of low sulphur fuel oil
DE19615067A1 (en) * 1996-04-17 1997-11-06 Salzgitter Anlagenbau Continuous treatment of industrial waste waters e.g. from mineral oil refineries
RU2349365C1 (en) * 2007-09-07 2009-03-20 Ахматфаиль Магсумович Фахриев Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions)
RU2412740C1 (en) * 2009-09-18 2011-02-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Installation for treatment of oil containing carbon sulfide
RU141374U1 (en) * 2014-01-09 2014-06-10 Открытое акционерное общество "Самаранефтехимпроект" SULFUR OIL CLEANING BLOCK (OPTIONS)
RU2586157C1 (en) * 2015-03-11 2016-06-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of preparing oil containing hydrogen sulphide

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1420248A (en) * 1972-05-12 1976-01-07 Uop Inc Multiple-stage production of low sulphur fuel oil
DE19615067A1 (en) * 1996-04-17 1997-11-06 Salzgitter Anlagenbau Continuous treatment of industrial waste waters e.g. from mineral oil refineries
RU2349365C1 (en) * 2007-09-07 2009-03-20 Ахматфаиль Магсумович Фахриев Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions)
RU2412740C1 (en) * 2009-09-18 2011-02-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Installation for treatment of oil containing carbon sulfide
RU141374U1 (en) * 2014-01-09 2014-06-10 Открытое акционерное общество "Самаранефтехимпроект" SULFUR OIL CLEANING BLOCK (OPTIONS)
RU2586157C1 (en) * 2015-03-11 2016-06-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of preparing oil containing hydrogen sulphide

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2790067C1 (en) * 2022-04-20 2023-02-14 Закрытое акционерное общество "Алойл" Oil preparation method and desorption column for its implementation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7476365B2 (en) Apparatus for removing mercury from natural gas
RU2305123C1 (en) Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment
RU2700077C1 (en) Method of oil cleaning from hydrogen sulphide and installation for implementation thereof
RU56207U1 (en) INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS)
RU2442816C1 (en) Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil
RU2424035C1 (en) Carbon sulphide-containing oil treatment plant
RU2349365C1 (en) Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions)
CN109666508B (en) Transformation method for improving economic operation period of hydrogenation device
CN106631682A (en) Apparatus and method for separating water from 2-chloro-1,1,1,2-tetrafluoropropane
RU2412740C1 (en) Installation for treatment of oil containing carbon sulfide
RU2220756C2 (en) Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process
US20140305884A1 (en) Method and device for cleaning wastewater from a coke quenching tower with shortened catch basin dwell time
CN206173157U (en) Sewage deoiling combined system
RU2387695C1 (en) Oil refining unit (versions)
RU2456053C2 (en) Plant to clean oil from hydrogen sulphide and mercaptans
RU2578155C1 (en) Installation for treatment of oil containing hydrogen sulphide
RU82698U1 (en) INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS)
RU2283856C2 (en) Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process
RU2597092C1 (en) Method of preparing oil containing hydrogen sulphide
RU2698891C1 (en) Method of preparing hydrogen sulphide-containing oil with high concentration of hydrogen sulphide
RU55631U1 (en) INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS)
RU2541313C1 (en) Hydrocarbon condensate treatment unit (versions)
RU2316377C1 (en) Method of preparing hydrosulfide-containing oil
RU2586157C1 (en) Method of preparing oil containing hydrogen sulphide
RU2351633C1 (en) Installation for removal and neutralisation of hydrogen sulphide and mercaptan from oil well products

Legal Events

Date Code Title Description
RH4A Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation

Effective date: 20200114